Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
31.12.2024 - 01:26
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6306/6-1

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6306/6-1
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6306/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LineEH91-112 & SP451
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    791-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    14
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    22.06.1994
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    05.07.1994
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    05.07.1996
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    30.06.2005
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    DRY
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    24.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    284.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    1317.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    1317.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    1.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    43
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    PRE-DEVONIAN
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    BASEMENT
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    63° 30' 1.45'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 49' 14.42'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7043364.00
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    391515.49
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2384

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6306/6-1 was drilled on the Frøya High in the Møre I area off shore southern Mid Norway. The main objective was to prove HC accumulations in Late Jurassic Rogn Formation sandstones, the A-prospect.
    Operations and results
    Wildcat well 6306/6-1 was spudded with the semi-submersible installation Ross Rig on 22 June 1994 and drilled to TD at 1317 m in basement rocks. No significant problems were encountered in the operations. The well was drilled with bentonite and seawater down to 432 m and with KCl/PAC mud from 432 m to TD.
    The Paleocene Egga sandstone unit was encountered at 604 m. The sandstones were rather silty; partly calcite cemented, and with reduced porosity due also to the presence of mica and glauconite. A 93 m thick Rogn Formation sandstone unit came in at 1158 m, sandwiched in Spekk Formation shales above and below. Under base Spekk a sequence of Middle Jurassic age (Fangst Group) was penetrated from 1267 m to 1281 m. Sandstones with occasional interbeds of claystone/shale grading to coals dominated this sequence. No shows were recorded in any section of the well while drilling, and since only questionable sandstone extracts were found in post-well organic geochemical analyses the well is concluded as dry. Very good source rocks are present in the well. The best source rock is seen in the upper Spekk section, which contain a typically marine anoxic, oil-prone Type II kerogen. The lower Spekk section has higher TOC, but is more terrestrial in composition and thus more gas/condensate -prone. Also the coaly shales and coals of the Middle Jurassic have very good potential for mixed oil and gas. The well is however immature all through with a vitrinite reflectance of about 0.45 % Ro at TD.
    One FMT run was performed in the Rogn Formation sandstone. Six pressure points gave a water gradient of 1.002 g/cm3. No fluid sample was taken.
    The well was permanently abandoned on 5 July as a dry hole.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    440.00
    1317.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1176.0
    1194.8
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    18.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 1176-1181m
    Kjerne bilde med dybde: 1186-1191m
    Kjerne bilde med dybde: 1181-1186m
    Kjerne bilde med dybde: 1191-1194m
    Kjerne bilde med dybde:  
    1176-1181m
    1186-1191m
    1181-1186m
    1191-1194m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    480.0
    [m]
    DC
    MILL
    500.0
    [m]
    DC
    MILL
    520.0
    [m]
    DC
    MILL
    540.0
    [m]
    DC
    MILL
    560.0
    [m]
    DC
    MILL
    580.0
    [m]
    DC
    MILL
    600.0
    [m]
    DC
    MILL
    620.0
    [m]
    DC
    MILL
    640.0
    [m]
    DC
    MILL
    660.0
    [m]
    DC
    MILL
    680.0
    [m]
    DC
    MILL
    700.0
    [m]
    DC
    MILL
    740.0
    [m]
    DC
    MILL
    760.0
    [m]
    DC
    MILL
    770.0
    [m]
    DC
    MILL
    780.0
    [m]
    DC
    MILL
    800.0
    [m]
    DC
    MILL
    810.0
    [m]
    DC
    MILL
    820.0
    [m]
    DC
    MILL
    830.0
    [m]
    DC
    MILL
    840.0
    [m]
    DC
    MILL
    850.0
    [m]
    DC
    MILL
    860.0
    [m]
    DC
    MILL
    870.0
    [m]
    DC
    MILL
    879.5
    [m]
    SWC
    STATO
    887.5
    [m]
    SWC
    STATO
    900.0
    [m]
    DC
    MILL
    910.0
    [m]
    DC
    MILL
    920.0
    [m]
    DC
    MILL
    925.5
    [m]
    SWC
    STATO
    940.0
    [m]
    DC
    MILL
    950.0
    [m]
    DC
    MILL
    960.0
    [m]
    DC
    MILL
    969.0
    [m]
    DC
    MILL
    978.0
    [m]
    DC
    MILL
    987.0
    [m]
    DC
    MILL
    993.0
    [m]
    SWC
    STATO
    1005.0
    [m]
    DC
    MILL
    1014.0
    [m]
    DC
    MILL
    1023.0
    [m]
    DC
    MILL
    1032.0
    [m]
    DC
    MILL
    1041.0
    [m]
    DC
    MILL
    1046.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1059.0
    [m]
    DC
    MILL
    1068.0
    [m]
    DC
    MILL
    1077.0
    [m]
    DC
    MILL
    1086.0
    [m]
    DC
    MILL
    1095.0
    [m]
    DC
    MILL
    1104.0
    [m]
    DC
    MILL
    1113.0
    [m]
    DC
    MILL
    1122.0
    [m]
    DC
    MILL
    1131.0
    [m]
    DC
    MILL
    1137.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1143.0
    [m]
    DC
    MILL
    1152.0
    [m]
    DC
    MILL
    1160.5
    [m]
    SWC
    STATO
    1170.0
    [m]
    DC
    MILL
    1176.1
    [m]
    C
    APT
    1177.0
    [m]
    C
    STATOIL
    1178.6
    [m]
    C
    APT
    1180.4
    [m]
    C
    APT
    1182.0
    [m]
    C
    APT
    1182.0
    [m]
    C
    STATOIL
    1184.0
    [m]
    C
    APT
    1186.2
    [m]
    C
    APT
    1187.6
    [m]
    C
    APT
    1189.0
    [m]
    C
    APT
    1191.0
    [m]
    C
    APT
    1193.3
    [m]
    C
    APT
    1201.0
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1212.0
    [m]
    DC
    MILL
    1228.8
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1236.0
    [m]
    DC
    MILL
    1248.0
    [m]
    DC
    MILL
    1259.5
    [m]
    SWC
    STATOIL
    1261.5
    [m]
    SWC
    STATOI
    1267.0
    [m]
    DC
    MILL
    1273.0
    [m]
    DC
    MILL
    1276.0
    [m]
    DC
    MILL
    1279.0
    [m]
    DC
    MILL
    1282.0
    [m]
    DC
    MILL
    1285.0
    [m]
    DC
    MILL
    1297.0
    [m]
    DC
    MILL

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.13

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.81

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    31.77

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL(MAC)
    430
    750
    DIFL MAC ZDL CN SL
    750
    1317
    FMT GR
    1165
    1237
    MWD - DPR TF4
    421
    756
    MWD - DPR TF4
    756
    1176
    MWD - DPR TF4
    1176
    1317
    SWC GR
    810
    1317
    VSP
    430
    1315

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    356.0
    36
    357.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    428.0
    17 1/2
    430.0
    1.44
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    750.0
    12 1/4
    752.0
    1.65
    LOT
    OPEN HOLE
    1317.0
    8 1/2
    1317.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    610
    1.20
    15.0
    DUMMY
    756
    1.20
    12.0
    DUMMY
    759
    1.20
    12.0
    DUMMY
    1050
    1.25
    25.0
    DUMMY
    1096
    1.25
    27.0
    DUMMY
    1160
    1.25
    25.0
    DUMMY
    1191
    1.25
    27.0
    DUMMY
    1317
    1.25
    25.0
    DUMMY

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.16